Seca prolongada no Brasil está consumindo os fluxos de caixa das distribuidoras de eletricidade e, em menor escala, das geradoras

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1 Data de Publicação: 09 de fevereiro de 2015 Relatório Seca prolongada no Brasil está consumindo os fluxos de caixa das distribuidoras de eletricidade e, em menor escala, das geradoras Analista principal: Sergio Fuentes, Buenos Aires, 54 (11) , Contatos adicionais: Julyana Yokota, São Paulo, 55 (11) , Marcelo Schwarz, CFA, São Paulo, 55 (11) , Vinicius Ferreira, São Paulo, 55 (11) , O setor elétrico brasileiro, altamente dependente de hidrelétricas, está enfrentando o terceiro ano de seca consecutivo, com índices pluviométricos muito abaixo da média em pleno período de chuvas (dezembro de 2014 a abril de 2015). No fim de janeiro, os níveis dos reservatórios estavam em apenas 16,8% da capacidade no subsistema da região Sudeste/Centro-Oeste e em 16,4% no subsistema do Nordeste - uma situação crítica, dado que esses sistemas representam cerca de 70% e 18% da capacidade total dos reservatórios do país, respectivamente. Acreditamos que o governo buscará evitar um racionamento de energia. Entretanto, se os níveis de chuva em fevereiro e março forem excessivamente baixos, impossibilitando a recuperação dos níveis dos reservatórios para cerca de 35% da capacidade de armazenamento até o fim de abril, as chances de racionamento em algum momento entre maio e novembro de 2015 aumentarão significativamente. A seca está gerando impactos mistos nos três segmentos da indústria de eletricidade - distribuição, geração e transmissão -, bem como entre as empresas de cada segmento. As distribuidoras são as mais prejudicadas, por comprarem um nível relativamente alto de energia no mercado spot e por haver um intervalo de tempo até poderem repassar esses custos aos consumidores finais. Como resultado, essas empresas têm registrado geração de EBITDA mais fraca e volátil desde 2013, o que deteriorou suas métricas de crédito, uma vez que o suporte financeiro do governo central não cobriu totalmente a alta nos custos relacionada à compra de energia das distribuidoras. O governo indicou recentemente que não continuará provendo suporte em Nesse contexto, a Standard & Poor's Ratings Services espera que as distribuidoras substituam esse suporte por três fontes principais: primeiramente, uma redução no custo da compra de energia, agora que a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) reduziu o limite dos preços spot de R$822,83/MWh para R$388,48/MWh em dezembro de 2014; em segundo lugar, o fluxo de caixa de um novo mecanismo de bandeiras tarifárias implementado em janeiro de 2015, o qual provoca um aumento das tarifas quando os preços spot atingem certo nível; em terceiro lugar, a ANEEL deve anunciar um aumento extraordinário nas tarifas nos próximos dois a três meses. Contudo, se a agência não elevar as tarifas, esperamos que o governo continue provendo suporte às distribuidoras. As hidrelétricas que avaliamos ainda estão registrando sólida geração de fluxo de caixa e apresentando perfis de crédito em adequados para fazer face aos desafios da seca. Entretanto, a queda na produção de energia está prejudicando sua capacidade de cumprir os contratos de venda de energia, forçando-as a comprar energia no mercado spot a custos elevados. Por fim, as empresas de transmissão estão protegidas dessas dificuldades, pois seus fluxos de caixa dependem da disponibilidade de suas linhas de transmissão, em vez do volume real de energia transmitido por meio delas.

2 Não planejamos rebaixar os ratings das distribuidoras e das hidrelétricas no momento, mas continuaremos monitorando atentamente os níveis de chuva e o risco de racionamento. Mais especificamente, avaliaremos a capacidade das distribuidoras de cobrir os custos ainda elevados da compra de energia, bem como a exposição das geradoras ao mercado spot para atenderem às suas vendas contratadas nos próximos meses. Resumo A seca prolongada iniciada no fim de 2012 continua prejudicando as hidrelétricas brasileiras, que, em condições normais, geram cerca de 70% de toda a energia do Sistema Interligado Nacional (SIN). As distribuidoras são as mais prejudicadas, em razão principalmente da obrigação de comprar cerca de 5% de sua energia no mercado spot a preços elevados. A diferença de tempo entre essas compras e o repasse desses custos aos consumidores finais tem comprimido a geração de EBITDA, liquidez e métricas de crédito das distribuidoras desde As hidrelétricas que possuem significativos contratos de venda de energia registraram redução na geração de fluxo de caixa. A seca tem prejudicado a geração, forçando-as a comprar energia no mercado spot para atender a uma pequena, embora crescente, parcela de suas vendas contratadas. Entretanto, as geradoras que avaliamos se beneficiam da geração de fluxo de caixa ainda forte, investimentos (capex) relativamente baixos, flexibilidade de distribuição de dividendos, dívida gerenciável e boa flexibilidade financeira, o que as tem permitido superar as dificuldades, mantendo a qualidade de crédito. As receitas das transmissoras de eletricidade baseiam-se na disponibilidade de suas linhas, em vez do volume real de energia transmitida, o que as protege desses contratempos. Esperamos que o governo leve em consideração principalmente os níveis de chuva em fevereiro e março para implementar qualquer ação de racionamento de energia. Desaceleração na economia doméstica prejudica consumo de eletricidade Após o crescimento do PIB estimado em 0,2% em 2014, esperamos mais um ano de baixo ou zero crescimento, com significativos riscos de deterioração, em razão do potencial racionamento de eletricidade. Nosso cenário-base assume a ausência de racionamento e projeta que o consumo total de eletricidade continuará crescendo em níveis historicamente baixos de 2%-3%, alcançando gigawatt-hora (GWh) em O cenário-base assume ainda demanda industrial fraca e continuidade da demanda residencial. Terceiro ano consecutivo de seca está prejudicando a geração de energia hidrelétrica A energia hidrelétrica representa 66% da capacidade instalada do SIN, o qual atende a 98% da demanda de eletricidade total do país. Os volumes dos reservatórios, principalmente nos subsistemas do Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, que representam cerca de 70% e 18% dos reservatórios totais do Brasil, respectivamente (veja o gráfico 1), têm caído desde o fim de 2012.

3 Cerca de 60% do volume de chuva anual na região Sudeste/Centro-Oeste ocorre no período de chuvas, entre dezembro e abril. O índice pluviométrico foi de 84% da média histórica em dezembro de 2014, mas apenas 38% em janeiro. Em 31 de janeiro de 2015, o nível de chuva nos reservatórios na região Sudeste/Centro-Oeste era de 16,8%, comparado a 40% em janeiro de 2014 e 37% no ano anterior (veja o gráfico 2).

4 Um racionamento é altamente provável se a seca continuar Acreditamos que o governo central pretenda impedir um racionamento para evitar maior impacto no já fraco crescimento do PIB brasileiro. No entanto, cresce o risco de racionamento em meio aos baixos níveis de chuva registrados, mesmo com o país em plena estação chuvosa. Os dados referentes aos níveis de chuva real nos meses de fevereiro e março nos proporcionarão uma visão mais clara do equilíbrio entre oferta e demanda para o restante de Se os níveis das chuvas permanecerem significativamente baixos e os níveis dos reservatórios no subsistema Sudeste/Centro-Oeste não se recuperarem para um nível mínimo de 35% da sua capacidade até abril (no momento estão em cerca de 17%), há uma grande chance de o governo implementar um racionamento de energia em algum momento entre maio e novembro de Distribuidoras serão as mais afetadas Um racionamento prejudicaria a geração de fluxo de caixa das distribuidoras, principalmente por reduzir a demanda e limitar o volume de eletricidade vendido aos consumidores. De acordo com os contratos de concessão, as distribuidoras têm o direito de exigir um reajuste tarifário extraordinário para compensar desequilíbrios econômico-financeiros. Nesse contexto, esperamos que a ANEEL autorize um aumento extraordinário nas tarifas. Racionamento poderia beneficiar geradoras de energia hidrelétrica As geradoras de energia hidrelétrica que não estão produzindo energia suficiente para atender a sua demanda contratada se beneficiariam de uma redução nas suas obrigações de entrega de energia em função do racionamento. A situação provavelmente melhoraria a geração de fluxo de caixa dessas empresas, uma vez que reduziria a necessidade de compras de energia no mercado spot (atualmente ao preço de R$388,48/megawatt-hora) para atender às vendas contratadas (por cerca de R$150/MWh).

5 Distribuidoras dispõem de diversos meios para compra de energia Em 2015, estimamos que as distribuidoras comprem cerca de GWh para atender à demanda de suas áreas de cobertura, incluindo nesse montante também as perdas técnicas e não técnicas de energia. As distribuidoras compram energia principalmente das seguintes fontes: Cerca de 70% por meio de contratos de compra de energia de longo prazo estabelecidos com as geradoras em leilões regulados pela ANEEL. O preço médio da energia é ajustado anualmente pela inflação, sendo o patamar atual de R$150/MWh. Esses preços são integralmente repassados aos consumidores finais. De acordo com os contratos, as geradoras absorvem o risco hidrológico, uma vez que são obrigadas a entregar a energia estipulada no contrato pela taxa acordada. Cerca de 15% de Itaipu Binacional (entidade binacional detida pelos governos do Brasil e Paraguai por meio do Tratado de Itaipu). A maior parte da energia produzida por Itaipu Binacional é distribuída às regiões sul e sudeste do Brasil a um preço relativamente baixo de US$38,07 por kilowatt (KW). As tarifas de Itaipu são denominadas em dólares e estabelecidas, conforme o Tratado de Itaipu, de modo a cobrir o serviço de sua dívida, sendo as tarifas repassadas totalmente pela entidade aos consumidores finais. Cerca de 5% no mercado spot. A seca pressionou significativamente para cima os preços médios do mercado spot, de R$260/MWh em 2013 para R$650/MWh em 2014, causando falta de liquidez para as distribuidoras, coberta direta ou indiretamente pelo Governo. Em dezembro de 2014, a ANEEL reduziu o limite regulatório dos preços spot de R$822,83/MWh para R$388,48/MWh. Embora tenha diminuído consideravelmente o custo dessas compras, o preço do mercado spot ainda é significativamente superior ao preço cobrado dos consumidores finais pelas distribuidoras, aproximadamente em R$150/MWh. Esperamos que essa diferença seja compensada nos reajustes tarifários em Cotas de energia. A Lei , promulgada em janeiro de 2013, concedeu às geradoras a opção de renovação antecipada (por mais 30 anos) de concessões que expirariam entre 2015 e 2017, na condição de o preço médio da energia se reduzisse para um nível entre R$30/MWh e R$40/MWh, quase um terço do preço de venda médio atual de R$150/MWh. Para garantir tarifas uniformes em todo o país, o governo alocou esses novos contratos de baixo custo a distribuidoras por meio de cotas determinadas de acordo com o porte de cada empresa. Esta e outras medidas permitiram à ANEEL reduzir em cerca de 20% das tarifas dos consumidores finais em Novos leilões (os Leilões de Ajuste) foram lançados para reduzir a exposição involuntária de distribuidoras ao mercado spot. Em abril de 2014, a ANEEL realizou um leilão para o fornecimento de 2 GW de energia a R$270/MWh por cinco anos. O órgão regulador realizou um segundo leilão em janeiro de 2015 de 2,1 GW a aproximadamente R$380/MWh para o fornecimento de curto prazo (de três a seis meses). Os preços dos contratos destes leilões ainda não foram totalmente repassados aos consumidores finais, custos estes que esperamos serem compensados pelos reajustes tarifários em Distribuidoras podem elevar as taxas anualmente e em circunstâncias extraordinárias A regulação brasileira permite que distribuidoras reajustem anualmente suas tarifas de modo a refletir aumentos nos custos que estão além de seu controle (como para compras de energia). Quando os custos ao longo do ano excedem o custo médio incorporado em suas tarifas, as distribuidoras têm de absorvê-los temporariamente, até que a ANEEL aprove o aumento nas tarifas. Embora esse mecanismo permita às distribuidoras cobrir totalmente o custo das compras de energia, o descasamento de tempo pode pressionar rapidamente a liquidez se os custos aumentarem significativamente. A severa seca que afetou o país em 2013 e 2014, somada às compras de energia acima da média no mercado spot após a promulgação da Lei em janeiro de 2013, elevou consideravelmente os custos das distribuidoras, que não foram capazes de arcar com estes por meio de sua própria geração de fluxo de caixa. Em sua maior parte, o governo brasileiro compensou a falta de liquidez, financiando direta e indiretamente a necessidade de caixa das distribuidoras, com desembolsos de R$9,9 bilhões em 2013 e R$21,5 bilhões em Entretanto, o governo tem dado sinais de que esse suporte não continuará em Como alternativa, a ANEEL reduziu o limite do preço de

6 mercado em dezembro de 2014 e aprovou o mecanismo de bandeiras tarifárias a partir de janeiro de Esperamos que o órgão regulador aprove uma elevação extraordinária das tarifas das distribuidoras dentro de dois a três meses. Esperamos que o PLD permaneça próximo do limite em 2015 A ANEEL estabelece os limites mínimos e máximos do preço do mercado spot, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Em dezembro de 2014, o órgão reduziu o limite máximo de R$882,83/MWh para R$388,48/MWh, baixando significativamente o custo de compra de energia das distribuidoras, embora estes ainda permaneçam significativamente superiores ao preço aproximado de R$150/MWh atualmente cobrado dos consumidores finais pelas distribuidoras. Em razão da continuidade da seca, os preços do mercado spot atingiram este novo limite máximo, o que, em nossa visão, não deverá mudar significativamente em 2015, a menos que o nível de chuvas aumente significativamente no restante do ano. Aumentos extraordinários das tarifas devem exceder 30% para que distribuidoras cubram custos Acreditamos que o aumento extraordinário das tarifas deveria exceder 30% em média para compensar os seguintes fatores: A diferença de tempo de repasse para a tarifa do aumento no custo da compra de energia no mercado spot; O aumento de 46% no custo de compra de energia da Itaipu Binacional; As compras das termelétricas, cujos custos excedem o PLD limite de R$388,48/MWh; e As exigências de financiamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), um fundo setorial que fornece subsídios a pessoas físicas de baixa renda e indenizações a geradoras de energia que aderiram à renovação antecipada, entre outros. O mecanismo de bandeiras tarifárias eleva tarifas quando preços do mercado spot aumentam Esperamos que as bandeiras tarifárias resultem em um significativo aumento nas tarifas das distribuidoras. O mecanismo aplica uma tarifa mais alta quando os preços no mercado spot estão elevados, de modo a repassar o aumento nos custos da geração para os consumidores. As bandeiras são classificadas em três categorias (verde, amarela e vermelha). Assim, um período de baixa hidrologia ou de alta demanda por eletricidade podem acionar uma bandeira vermelha e um significativo aumento da tarifa. O aumento médio na tarifa dependerá da evolução dos preços do mercado spot. Tabela 1 - Aumento da taxa para cada bandeira Janeiro-Fevereiro 2015 A partir de março de 2015* Verde Amarela + R$15/MWh + R$25/MWh Vermelha + R$30/MWh + R$55/MWh *De acordo com expectativas da Standard & Poor's. Quarto Ciclo de Revisão Tarifária Em 3 de fevereiro de 2015, a ANEEL aprovou um aumento no custo médio ponderado de capital regulatório (WACC regulatório) para 8,09% para o quatro ciclo de revisão tarifária, comparado a 7,5% do terceiro ciclo. Esperamos que isso gere um impacto positivo, embora não muito significativo, na geração de caixa das empresas de distribuição ao longo do próximo ciclo tarifário, que dura de quatro a cinco anos, dependendo da distribuidora. Ainda, o benefício de cada empresa depende de quando foi iniciado o quarto ciclo.

7 Deverá haver elevação extraordinária adicional nas tarifas em caso de racionamento As empresas de distribuição podem propor à ANEEL uma elevação extraordinária nas tarifas se acreditarem que há desequilíbrios econômicos ou financeiros em suas concessões. Em 2001, a última vez que o governo implementou um racionamento de energia, a ANEEL autorizou um aumento extraordinário da tarifa pelas distribuidoras, as quais receberam financiamento extraordinário do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES; moeda estrangeira: BBB-/Estável/--; moeda local: BBB+/Estável/--; Escala Nacional Brasil: braaa/estável/- -) para cobrirem a falta de liquidez resultante do aumento na tarifa e nos custos. Covenants financeiras são outra preocupação das distribuidoras Em dezembro de 2014, com vistas a permitir o reconhecimento dos ativos e passivos regulatórios, de acordo com as normas internacionais de contabilidade (IFRS, ou international financial reporting standards), as empresas de distribuição e a ANEEL chagaram a um acordo de que as distribuidoras podem recuperar todos os custos além de seu controle durante o ciclo de vida de suas concessões e reconheceram isso por meio de um aditamento dos contratos de concessão. Isso as permitirá recuperar todos os custos excedentes que o reajuste tarifário anual possa não ter incorporado em uma data futura por meio de elevações adicionais na tarifa. Esperamos que a medida ajude a estabilizar a geração de EBITDA (sem efeito caixa) das empresas de distribuição. Previamente à incorporação dos ativos e passivos regulatórios no IFRS, as empresas de distribuição enfrentavam alta volatilidade na sua geração de EBITDA, em função da diferença de tempo entre os custos incorridos e o consequente reajuste tarifário. Continuaremos monitorando atentamente o cumprimento das cláusulas contratuais restritivas (covenants) pelas distribuidoras nos próximos meses. Empresas de transmissão estão protegidas dos efeitos da seca A transmissão de eletricidade é um monopólio natural que o governo outorga por meio de concessões exclusivas de cerca de 30 anos para a operação e manutenção de ativos de transmissão específicos, de acordo com condições pré-definidas, em troca de receitas garantidas estabelecidas. Contratos de concessão preveem a Receita Anual Permitida, a qual estabelece as receitas anuais que uma concessão de transmissão tem direito de receber, com base na disponibilidade das linhas, em vez do volume real de energia transmitido. Dessa forma, variações nos volumes de chuva não têm impacto nas empresas de transmissão. Geradoras hidrelétricas estão produzindo menos do que sua "energia assegurada" A seca está reduzindo a geração de energia pelas hidrelétricas a níveis inferiores à sua "energia assegurada". Quando o Ministério de Minas e Energia concede uma concessão a uma nova hidrelétrica, é estabelecido um nível de "energia assegurada", que limita a capacidade do proprietário da usina de vender energia por meio de contratos. Isso significa que uma geradora hidrelétrica pode vender 100% ou menos de sua "energia assegurada" por meio de contratos a um preço estabelecido a clientes do ambiente regulado ou do ambiente livre. Em outras palavras, embora as geradoras não possam vender mais do que 100% de sua "energia assegurada" por meio de contratos, elas podem gerar mais energia do que a "energia assegurada" e vender esse excedente a outras geradoras do sistema a um baixo preço que cubra apenas o baixo custo operacional e de manutenção. Este processo, chamado de "mecanismo de realocação de energia", mitiga o risco hidrológico, permitindo que geradoras hidrelétricas comprem eletricidade de outra geradora com níveis excedentes de água a um baixo custo para atenderem a seus contratos de compra de energia. Como a seca afetou todo o país, esse mecanismo se tornou ineficiente, uma vez que muitas usinas estão registrando déficit de geração. Assim, cada gerador deve depender de sua própria produção para atender a seus contratos de venda de energia. As hidrelétricas estão gerando de 80% a 85% de sua "energia assegurada" consolidada. Os níveis contratuais também estão inferiores aos níveis de energia assegurada de cada empresa, dada a abordagem mais conservadora das geradoras em decorrência da seca prolongada. Uma geradora hidrelétrica cuja produção seja insuficiente

8 para atender a suas obrigações contratuais será forçada a comprar energia a preços mais altos - atualmente em cerca de R$388/MWh no mercado spot. Em contrapartida, elas venderão essa energia às distribuidoras ou a consumidores livres por menos da metade do preço (cerca de R$150/MWh). No entanto, graças às margens EBITDA historicamente altas e à forte geração de fluxo de caixa, combinadas a investimentos relativamente baixos, flexibilidade na distribuição de dividendos, níveis de dívida gerenciáveis, e boa flexibilidade financeira, acreditamos que as geradoras de energia que avaliamos estejam preparadas para enfrentarem a seca e a redução na geração de EBITDA. Ao mesmo tempo, algumas geradoras podem até se beneficiar do racionamento, uma vez que suas obrigações de entrega de energia contratada diminuiriam proporcionalmente ao nível da redução da demanda estabelecido por um decreto de racionamento. Empresas de energia avaliadas podem mitigar os efeitos da seca em 2015 Não realizaremos nenhuma ação de rating para as empresas que avaliamos até que tenhamos maior visibilidade sobre o próximo reajuste tarifário extraordinário das distribuidoras, o que deverá ajudá-las a cobrir o aumento no custo de compra de energia. Além disso, as hidrelétricas que avaliamos ainda possuem sólida geração de fluxo de caixa e apresentam perfis de crédito em geral fortes para enfrentar os desafios da seca. Ainda, continuaremos monitorando de perto nos próximos três meses o risco e potencial amplitude de um racionamento de energia para avaliar seu efeito nas empresas que avaliamos. Tabela 2 - Concessionárias de serviços de utilidade pública de eletricidade e entidades de project finance brasileiras avaliadas Entidade Segmentos Rating na escala global Rating na Escala Nacional Brasil Itaipu Binacional Geração BBB-/Estável/-- braaa/estável/-- Neoenergia Distribuição, geração, BBB-/Estável/-- braaa/estável/-- transmissão, trading Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia Distribuição BBB-/Estável/-- braaa/estável/-- Companhia Energética de Pernambuco (CELPE) Companhia Energética do Rio Grande do Norte Duke Energy International Geração Paranapanema Transmissora Aliança de Energia Elétrica Distribuição BBB-/Estável/-- braaa/estável/-- Distribuição BBB-/Estável/-- braaa/estável/-- Geração BBB-/Estável/-- braaa/estável/-- Transmissão BBB-/Estável/-- braaa/estável/bra-1 Companhia Energética do Ceará - Coelce Distribuição BBB-/Estável/-- braaa/estável/bra-1 Elektro Eletricidade e Serviços Distribuição braaa/estável/-- Tractebel Energia Geração braaa/estável/-- Eletrobras-Centrais Elétricas Brasileiras CESP-Companhia Energética de São Paulo Companhia Energética de Minas Gerais Distribuição, geração, transmissão BBB-/Estável/-- Geração BBB-/Estável/-- braaa/estável/-- Distribuição, geração, transmissão, trading BB+/Estável/-- braa+/estável/-- Cemig Distribuição Distribuição BB+/Estável/-- braa-/estável/-- Cemig Geração e Transmissão Geração e transmissão BB+/Estável/-- braa-/estável/-- Espírito Santo Centrais Elétricas Distribuição BB+/Estável/-- braa+/estável/-- Bandeirante Energia Distribuição braa+/estável/-- CPFL Energia Distribuição, geração, trading braa+/estável/-- Companhia Paulista de Força e Luz Distribuição braa+/estável/-- Companhia Piratininga de Força e Luz Distribuição braa+/estável/-- Rio Grande Energia Distribuição braa+/estável/-- Baesa - Energética Barra Grande Geração braa+/estável/-- Cachoeira Paulista Transmissora de Energia * Transmissão braa+/estável/-- Ampla Energia e Serviços S.A Distribuição BB+/Estável/-- braa/estável/-- Iracema Transmissora de Energia * Transmissão braa/estável/--

9 Santo Antônio Energia * Geração braa/estável/-- Norte Brasil Transmissora de Energia * Transmissão braa/cw. em des./-- Santa Vitória do Palmar Holding S.A* Geração braa/negativa/-- Jauru Transmissora de Energia * Transmissão braa-/estável/-- Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo Distribuição BB/Negativa/-- braa-/cw. em des./-- Energisa Distribuição, geração, trading BB/Negativa/-- braa-/negativa/-- Energisa Paraíba-Distribuidora de Energia Distribuição BB/Negativa/-- braa-/negativa/-- Energisa Sergipe-Distribuidora de Energia Distribuição BB/Negativa/-- braa-/negativa/-- Light Serviços de Eletricidade Distribuição bra+/estável/bra-2 AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia Distribuição bra+/negativa/bra-2 Centrais Elétricas do Pará Distribuição CCC+/CW. Pos./-- *Ratings de project finance De acordo com as políticas da Standard & Poor's, apenas um Comitê de Rating pode determinar uma Ação de Rating de Crédito (incluindo uma mudança, reafirmação ou retirada de Ratings de Crédito, mudança da Perspectiva de Ratings, ou ação de CreditWatch). Este artigo e seu conteúdo não foram objeto de ação de um Comitê de Rating, não devendo, portanto, ser interpretados como uma mudança ou reafirmação de um Rating de Crédito ou de uma Perspectiva de Rating. Copyright 2015 pela Standard & Poor's Financial Services LLC (S&P) Todos os direitos reservados. Nenhuma parte desta informação pode ser reproduzida ou distribuída de nenhuma forma ou nem meio, nem armazenado em um banco de dados ou sistema de recuperação sem a prévia autorização por escrito da S&P. A S&P, suas afiliadas e/ou seus provedores externos detém direitos de propriedade exclusivos sobre a informação, incluindo-se ratings, análises e dados relativos a crédito. Esta informação não deverá ser utilizada para nenhum propósito ilícito ou não autorizado. Nem a S&P, nem suas afiliadas, nem seus provedores externos garantem a exatidão, completitude, tempestividade ou disponibilidade de qualquer informação. A S&P, suas afiliadas ou seus provedores externos diretores, conselheiros, acionistas, funcionários ou representantes não são responsáveis por quaisquer erros ou omissões, independentemente da causa, ou pelos resultados obtidos mediante o uso de tal informação. A S&P, SUAS AFILIADAS E SEUS PROVEDORES EXTERNOS ISENTAM-SE DE QUALQUER E TODA GARANTIA EXPRESSA OU IMPLÍCITA, INCLUSIVE, ENTRE OUTRAS, QUAISQUER GARANTIAS DE COMERCIABILIDADE, OU ADEQUAÇÃO A UM PROPÓSITO ESPECÍFICO. Em nenhuma circunstância, deverão a S&P, suas afiliadas ou seus provedores externos e seus diretores, conselheiros, acionistas, funcionários ou representantes ser responsabilizados por nenhuma parte, por quaisquer danos, custos, despesas, honorários advocatícios, ou perdas diretas, indiretas, incidentais, exemplares, compensatórias, punitivas, especiais, ou consequentes (incluindo-se, entre outras, perda de renda ou lucros cessantes e custos de oportunidade) com relação a qualquer uso da informação aqui contida, mesmo se alertadas sobre sua possibilidade. Os ratings e as análises creditícias da S&P e de suas afiliadas e as observações aqui contidas são declarações de opiniões na data em que foram expressas e não declarações de fatos ou recomendações para comprar, reter ou vender quaisquer títulos ou tomar qualquer decisão de investimento. Após sua publicação, a S&P não assume nenhuma obrigação de atualizar a informação. Os usuários da informação aqui contida não deverão nela se basear ao tomar qualquer decisão de investimento. As opiniões da S&P e suas análises não abordam a adequação de quaisquer títulos. A S&P não atua como agente fiduciário nem como consultora de investimentos. Embora obtenha informações de fontes que considera confiáveis, a S&P não conduz uma auditoria nem assume qualquer responsabilidade de diligência devida (due diligence) ou de verificação independente de qualquer informação que receba. A fim de preservar a independência e objetividade de suas respectivas atividades, a S&P mantém determinadas atividades de suas unidades de negócios separadas de outras. Como resultado, certas unidades de negócios da S&P podem dispor de informações que não estão disponíveis às outras. A S&P estabeleceu políticas e procedimentos para manter o sigilo de determinadas informações que não são de conhecimento público recebidas no âmbito de cada processo analítico. A S&P Ratings Services pode receber remuneração por seus ratings e análises creditícias, normalmente dos emissores ou subscritores dos títulos ou dos devedores. A S&P reserva-se o direito de divulgar seus pareceres e análises. A S&P disponibiliza suas análises e ratings públicos em seus sites na Web, / / / (gratuitos), e (por assinatura), e pode distribuí-los por outros meios, inclusive em suas próprias publicações ou por intermédio de terceiros redistribuidores. Informações adicionais sobre nossos honorários de rating estão disponíveis em